USINA OUROESTE OUROESTE - SP ESTUDO DE AJUSTE DAS PROTEÇÕES. Conexão em 13,8 kv Exportação 5,5 MW

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1 Usina Ouroeste conexão em 13.8 Estudos de Proteção 1 USINA OUROESTE OUROESTE - SP ESTUDO DE AJUSTE DAS PROTEÇÕES Conexão em 13,8 kv Exportação 5,5 MW

2 Usina Ouroeste conexão em 13.8 Estudos de Proteção 2 Sumário 1 INTRODUÇÃO PROTEÇÃO DA CONEXÃO EM 13.8 KV - RELÉ F DO CUBÍCULO DE ENTRADA (DISJUNTOR KO) Proteção da Conexão Proteção contra Curto Circuito Terminal Ouroeste Terminal Populina PROTEÇÃO DO TRANSFORMADOR DE 7,5 MVA - RELÉ 7UT Função 87 T Função 87 TN Função 50(HV) Primeiro Ajuste Segundo Ajuste Função 50GS(LV) Função Primeiro Ajuste Segundo Ajuste : GRÁFICOS E FIGURAS TABELAS DE AJUSTES COMENTÁRIOS FINAIS REFERÊNCIAS Nota 1 : As últimas alterações e comentários referentes as solicitações feitas pela ELEKTRO estão indicadas em vermelho. Nota 2 : As últimas alterações e comentários referentes as solicitações feitas pela ELEKTRO estão indicadas em azul e em negrito nas tabelas no final do relatório. Nota 3 : As últimas alterações e comentários referentes as solicitações feitas pela ELEKTRO estão indicadas em roxo nas tabelas no final do relatório.

3 Usina Ouroeste conexão em 13.8 Estudos de Proteção 3 1. Introdução. O presente trabalho tem por objetivo apresentar os ajustes para as proteções da conexão da planta da UTE Ouroeste em 13.8 kv, tomando como referência os desenhos Diagrama Unifilar Usina Ouroeste de 30/10/2008 e os documentos ELEKTRO ND-20 e ND-65 de dezembro de O escopo de estudo visa apresentar os ajustes da proteção da interligação feitas pelo relé de sobrecorrente da marca GEMULTILIN F e do relé de proteção de transformadores do tipo 7UT6125 também de fabricação SIEMENS. Para tal o presente relatório está dividido nas seguintes partes descritas a seguir: 1. Introdução 2. Proteção da Conexão em 13.8 kv Relé F-650 do Terminal Ouroeste. 3. Proteção da Conexão em 13.8 kv Relé F-650 do Terminal Populina. 4. Proteção do Transformador de Entrada 7,5 MVA 5. Gráficos e Figuras 6. Tabelas de Ajustes 7. Comentários Finais

4 Usina Ouroeste conexão em 13.8 Estudos de Proteção 4 1 PROTEÇÃO DA CONEXÃO EM 13.8 KV - RELÉ F650 DO CUBÍCULO DE ENTRADA (DISJUNTOR KO) TERMINAL OUROESTE 1.1 Proteção da Conexão Avalia-se aqui o uso da função de sobretensão e sobrefrequencia do relé F-650 localizado no cubículo de 13.8 kv da entrada para abrir o paralelo entre os sistemas em caso de perda parcial ou total de alimentação de/para a concessionária. Vai-se adotar aqui os seguintes valores para o cálculo: Fator de Potência da Planta antes da perda = 0.8 Fator de Potência da Planta depois da perda = 0.8 X d(gerador) + Xt(Transformador) = 0.17 pu. H Constante de Inércia Total(G1)(s) = 2 s Admite-se que a usina em regime nominal de operação alimenta sua carga interna e exporta seu excedente de 5,5 MW em No caso de perda parcial ou total em 2010 considera-se portanto um degrau de energia de 5,5/12 ou de 45,8 %. Com os dados acima simula-se em software proprietário as condições operativas acima obtendo-se o gráfico das figuras 1, 2 e 3 abaixo para as funções de sobretensão, freqüência absoluta e de taxa de variação por freqüência. Nesse caso vai-se ajustar somente a unidade sobretensão 59 para detectar essa condição operativa e a função 81 de freqüência absoluta e por taxa, devendo esses ajustes serem feitos na proteção do cubículo de entrada da Usina em 13.8 kv. Dos gráficos do item 4 obtém-se os ajustes que estão apresentados nas tabelas a seguir, onde nota-se que o tempo de atuação de 350 ms tanto para a função de sobretensão como para as funções de freqüência não violam o tempo de estabilidade critica que é de 1,2 s para um defeito 3F na barra de Populina em 13.8 kv (itens e e tabela 6.3 [2] do relatório de estudos de estabilidade). Esse tempo foi escolhido de forma a possibilitar a abertura do paralelo para defeitos no sistema de 13.8 kv pois o religamento rápido dos religadores desse sistema é de 500 ms. Para a função de bloqueio das funções de freqüência adotam-se o valor de 85 % de Un para garantir que essas funções não atuem para o período de curto circuito.

5 Usina Ouroeste conexão em 13.8 Estudos de Proteção 5 Devido a solicitação da ELEKTRO em seu último a função 59 será ajustada para se detectar um defeito 1F no sistema em delta de 13.8 kv da mesma. Considera-se um valor típico de 30 % de Un para a inversão de fases. OV x 115 V = V. Trip Delay 0.35 s.

6 Usina Ouroeste conexão em 13.8 Estudos de Proteção Proteção contra Curto Circuito Terminal Ouroeste Nota 1 : Temos aqui a condição de que tanto os religadores de 13.8 como de 69 kv apresentam um tempo máximo de 500 ms na primeira tentativa. Devido a essa condição operativa da ELEKTRO todas as proteções sistêmicas localizadas na Usina deverão ter um tempo máximo de atuação de 350 ms mais um tempo típico de 100 ms para um disjuntor de 13.8 kv com uma folga no total de 50 ms para abrir o paralelo entre os dois sistemas e evitar condições de stress torsional no eixo do gerador da Usina. Nota 2 : Admite-se aqui as relações de : TC de 600/5A 120/1. TP de 13800/115 V 120/1. Função 50(IOC Low) Enxergar defeitos entre fases na barra de entrada da Usina somente com a contribuição da Concessionária e em forma de retaguarda da proteção de transformadores para um defeito interno na Usina com um deflator de 30% para se enxergar uma parte do enrolamento do transformador de conexão em forma de retaguarda. Função 50N( Neutral IOC) Enxergar defeitos à terra na barra de entrada da Usina somente com a contribuição da Concessionária e em forma de retaguarda da proteção de transformadores para um defeito interno na Usina com um deflator de 30% para se enxergar uma parte do enrolamento do transformador de conexão em forma de retaguarda. Função 67 de fase (IOC High) Enxergar defeitos entre fases até a barra de Populina em 13.8 kv. Função 67 de fase (IOC Low) Enxergar defeitos entre fases até a barra de Indiaporã em 69 kv devidamente coordenada com o religador dessa linha. Função 67_SIG(Isolated Ground IOC 1) Enxergar defeitos 1F de alta impedância no sistema de 69 kv da ELEKTRO.

7 Usina Ouroeste conexão em 13.8 Estudos de Proteção 7 Função 51 (Phase TOC Low 1) Enxergar defeitos entre fases internos na Usina.(Até a barra de 13.8 kv da mesma). Função 51 N (Neutral TOC 1) Enxergar defeitos 1F internos na Usina.(Até a barra de 13.8 kv da mesma). Função 46 (Sequencia Negativa) Enxergar defeitos 1F de alta impedância e condutor rompido no sistema de 13.8 / 69 kv da ELEKTRO com alta sensibilidade.(defeitos de 64 A conforme indicado pela ELEKTRO). Função 50 Do estudo de curto-circuito (referência [1]) tem a seguinte contribuição da Concessionária para um defeito 3F na barra de entrada : Idef(3f) = 741 A. Logo: Phase IOC High 1 Pick UP = (741 x 0.7) / 120 = 4.32 A Corrente de Inrush do Transformador : 650 A x 1.05 = 682 A Trip Delay 0.01 s Função 50 N Do estudo de curto-circuito tem a seguinte contribuição da Concessionária para um defeito 1F na barra de entrada: Idef(1f) = 310 A. Logo: Neutral IOC 1 Pick UP = (310 x 0.7) / 120 = 1.8 A Trip Delay 0.01 s

8 Usina Ouroeste conexão em 13.8 Estudos de Proteção 8 Função 67 Unidade Instantânea 1 : ( IOC High) Do estudo de curto-circuito tem a seguinte contribuição da Usina para um defeito 3F na barra da SE Populina em 13.8 kv : Idef(3f) = 771 A. Logo: Phase IOC Low 1 Pick UP = (771 x 0.6) / 120 = 3.85 A Trip Delay 0.03 s Adota-se aqui a supervisão direcional dessa unidade com os seguintes ajustes : MTA = 45 graus. Direction = Forward. Pol V threshold ( Retirado do estudo de curto para defeitos 3F na barra de Populina) = 5 V Unidade Temporizada 2 : (IOC Low) Do estudo de curto-circuito tem a seguinte contribuição da Usina para um defeito 3F na barra da SE Indiaporã em 69 kv : Idef(3f) = 386 A. Logo: Phase TOC Low 1 Pick UP = (386 x 0.6) / 120 = 1.93 A TD Multiplier Definite Time 0.15 s

9 Usina Ouroeste conexão em 13.8 Estudos de Proteção 9 Adota-se aqui a supervisão direcional dessa unidade com os seguintes ajustes : MTA = 45 graus. Direction = Forward. Pol V threshold ( Retirado do estudo de curto para defeitos 3F na barra de Populina) = 5 V Unidade de Terra Isolada : (Isolated Ground IOC1) Essa unidade deverá ter um ajuste bastante sensível para defeitos 1F de 64 A no sistema de 69 kv da ELEKTRO. Sua respectiva temporização deverá ser coordenada com o tempo de religamento da ELEKTRO que é de 500 ms mais o tempo de atuação das proteções desse nível de tensão. Para esse ajuste vamos definir as duas correntes e tensões para o defeito de 64 A nas barras de Indiaporã e Jales em 69 kv : Indiaporã : IH defeito (3Io) 1 /120 = A VL defeito (3V0) x 115 V = V Ajuste Mínimo = 3V Jales : IL defeito (3Io) 0.988/120 = A VH defeito (3V0) x 115 V = V Ajuste mínimo = 2V Adota-se aqui a supervisão direcional dessa unidade com os seguintes ajustes : MTA = - 45 graus. Direction = Forward. Pol V threshold ( Retirado do estudo de curto para defeitos 1F nas barras de Indiaporã e Jales) = 1 V Trip Delay 0.35 s

10 Usina Ouroeste conexão em 13.8 Estudos de Proteção 10 Segue abaixo um pequeno descritivo do funcionamento catálogo do relé F-650. dessa função de proteção obtida do

11 Usina Ouroeste conexão em 13.8 Estudos de Proteção 11 De forma resumida os ajustes acima constam de se definir no plano (3V0,3I0) os pontos máximos e mínimos desses valores para se definir nesse plano a devida região de operação direcional da unidade 67N. Convém resssaltar que essa unidade apresenta as mesmas características do circuito de sequencia zero, ou seja, a Usina está limitada a conexão do transaformador em sua entrada. A temporização apresentada aqui se deve ao fato de se evitar uma saída expuria devido a outras condições que não sejam. Essa função deverá ser complementada pela função 46 ( Sequencia Negativa) para o defeito de 64 A no sistema de 13.8 / 69 kv da ELEKTRO. Função 46 Do estudo de curto-circuito tem a seguinte contribuição da Concessionária para um defeito 1F de 64 A na barras do sistema da ELEKTRO, capturando-se o valor de um menor valor entre os defeitos de alta impedância simulados nas barras de Indiaporã, Jales, Populina, Salbertina : Idef(I_2) em Jales = 4 A.

12 Usina Ouroeste conexão em 13.8 Estudos de Proteção 12 Entretanto esse valor se apresenta muito baixo ou com uma sensibilidade muito alta. Logo adota-se aqui um valor 04 vezes maior do que esse valor mínimo. Logo: Negative Sequence TOC1 Pick UP Level = 12 / 120 = 0.1 A. Curve Definite Time. TD Multiplier 0.35 s Função 59N Do estudo de curto temos: Vdef (3U_0) Como o software não indica a tensão de sequencia zero para esse tipo de defeito, pois a mesma somente aparecerá após a perda da fonte de terra da concessionária, usa-se aqui um valor típico de 30 % de Un para esse ajuste. Neutral Overvoltage High x 115 V = 103 V (Ajuste solicitado pela ELEKTRO). Trip Delay 0.15 s conforme solicitado na ND-65 Entende-se aqui que esse ajuste deveria ser baixo mesmo(30 % de Un conforme indicado anteriormente), para se detectar o máximo possível eventos de condutor rompido ao solo, evento muito comum em circuitos de 13.8 kv. Devido ao ajuste solicitado pela ELEKTRO conforme indicado acima vamos então operacionalizar a função Broken Conductor e a função 46 de sequencia negativa não direcional conforme indicado a seguir e abaixo.

13 Usina Ouroeste conexão em 13.8 Estudos de Proteção 13 Função 47 Essa Função deverá enxergar em forma de retaguarda do sistema da concessionária para um defeito 1F. Vdef (U_2) Defeito de 1F na barra de Indiaporã. Negative Sequence OV x 115 V = 5.17 V Trip Delay 0.35 s. Como a planta não possui esquema de BF ( Falha de Disjuntor) essa unidade deverá enxergar em forma de retaguarda ou back-up um defeito 1F no sistema de 13.8 e 69 kv da ELEKTRO em forma de complemento das funções 67,51 e 46. O tempo de 350 ms é suficiente para para haver uma boa coordenação com as demais proteções da rede, como a função 67IG (Falha à terra sensível) descrita acima e ainda evitar um provável religamento da ELEKTRO. Devido a solicitação da ELEKTRO em seu último essa função será ajustada para se detectar a inversão de fases conforme solicitação do documento Ligação de Autoprodutores em Paralelo com o sistema de distribuição de 15/34.5 kv da ELEKTRO de Vdef (U_2) Considera-se um valor típico de 30 % de Un para a inversão de fases. Negative Sequence OV x 115 V = 34.5 V. Trip Delay 0.35 s. Função 51 N : Para defeitos 1F na barra de geração da Usina : Neutral TOC1 Segue-se aqui a solicitação do item 8.3 do documento ELEKTRO Ligação de Autoprodutores em Paralelo com o sistema de distribuição de 15/34.5 kv da ELEKTRO Pick UP = 5 / 120 = A Ajuste Minimo = 0.05 A Trip Delay TD Multiplier Com curva de Tempo definido 0.35 s

14 Usina Ouroeste conexão em 13.8 Estudos de Proteção 14 Função 51 : Para defeitos 3F na barra de geração da Usina : Phase TOC Low 1 Enxergar até a barra de 13.8 kv da Usina devidamente coordenado com as proteções de fase do transformador e com a unidade 67 do terminal de Populina em 13.8 kv. Pick UP = 1.15 x Inominal do Transformador = A / 120 = 3 A Trip Delay TD Multiplier IEC Normal Inverse s, devidamente coordenado com as proteções do transformador da UTE Ouroeste e com o terminal de Populina. (Ver Figura 4). Neste item era usada a curva MI conforme solicitação da ELEKTRO. Função 27 : Esse valor será ajustado conforme solicitação da ELEKTRO para adaptação de lógicas especificas. A Farfilho sugere aqui então um ajuste típico de 85 % de Un e uma temporização de 450 ms. Phase UV x 115 V = V Trip Delay 0.45 s Função 32 Forward Power : Esse valor será ajustado para dois estágios : 1 Estágio : Alarme Com 5 % acima da demanda contratada que é de 5,5 MW 5.77 MW Stage 1 TAP 5.77 MW e Stage 1 Time 5s 2 Estágio : Trip Com 10 % acima da demanda contratada que é de 5,5 MW 6.05 MW Stage 2 TAP 6.05 MW e Stage 2 Time 1s

15 Usina Ouroeste conexão em 13.8 Estudos de Proteção Terminal de Populina : Nota 3 : Admite-se aqui as relações de : TC de 300/5A 60/1. Alterada a relação para 400 /5 A. TP de 13800/115 V 120/1. Função 50(IOC Low) Enxergar defeitos entre fases na barra de entrada da SE Populina em 13.8 kv somente com a contribuição da Usina e em forma de retaguarda da proteção de transformadores para um defeito interno na Usina com um deflator de 30% para se enxergar uma parte do enrolamento do transformador de conexão em forma de retaguarda. Função 50N( Neutral IOC) Enxergar defeitos à terra na barra de entrada da SE Populina em 13.8 kv somente com a contribuição da Concessionária e em forma de retaguarda da proteção de transformadores para um defeito interno na Usina com um deflator de 30% para se enxergar uma parte do enrolamento do transformador de conexão em forma de retaguarda. Função 51 (Phase TOC Low 1) Enxergar defeitos entre fases internos na Usina.(Até a barra de 13.8 kv da mesma). Função 51 N (Neutral TOC1) Enxergar defeitos 1F internos na Usina.(Até a barra de 13.8 kv da mesma). Função 67 de fase (IOC High) Enxergar defeitos entre fases até a barra de Ouroeste em 13.8 kv. Função 67 de fase (TOC Low) Enxergar defeitos entre fases até a barra de 13.8 kv da Usina devidamente coordenada com as proteções da mesma. Função 67GS (Sensitive Ground IOC 1) Enxergar defeitos 1F até a barra de 13.8 kv da Usina devidamente coordenada com as proteções da mesma.

16 Usina Ouroeste conexão em 13.8 Estudos de Proteção 16 Função 50 Do estudo de curto-circuito (referência [1]) tem a seguinte contribuição da Usina para um defeito 3F na barra de entrada : Idef(3f) = 771 A. Logo: Phase IOC High 1 Pick UP = (771 x 0.7) / 80 = 6.74 A Trip Delay 0.3 s Com relação a sugestão da ELEKTRO(> 1000) para esse ajuste a Farfilho escolhe o menor valor que é o apresentado acima para se manter uma boa sensibilidade. Função 50 N Do estudo de curto-circuito tem a seguinte contribuição da Usina para um defeito 1F na barra de entrada: Idef(1f) = 518 A. Logo: Neutral IOC 1 Pick UP = (518 x 0.7) / 80 = 4.53 A Trip Delay 0.01 s Com relação a sugestão da ELEKTRO(> 600) para esse ajuste a Farfilho escolhe o menor valor que é o apresentado acima para se manter uma boa sensibilidade. Função 67 Unidade Instantânea : ( IOC High) Do estudo de curto-circuito tem a seguinte contribuição da Concessionária para um defeito 3F na barra da SE Ouroeste em 13.8 kv : Idef(3f) = 741 A.

17 Usina Ouroeste conexão em 13.8 Estudos de Proteção 17 Logo: Phase IOC Low 1 Pick UP = (741 x 0.6 ) / 80 = 5.55 A Trip Delay 0.01 s Com relação a sugestão da ELEKTRO(> 1200) para esse ajuste a Farfilho escolhe o valor acima que é o menor valor para se manter uma boa sensibilidade. Adota-se aqui a supervisão direcional dessa unidade com os seguintes ajustes : MTA = 45 graus. Direction = Forward. Pol V threshold ( Retirado do estudo de curto para defeitos 3F na barra de Populina) = 5 V Unidade Temporizada : (TOC Low) Do estudo de curto-circuito tem a seguinte contribuição da Concessionária para um defeito 3F na barra de 13.8 kv interna da UTE Ouroeste : Idef(3f) = 665 A. Logo: Phase TOC Low 1 Pick UP = Inominal do Transformador de Populina x 1.15 = 384.9/80 = 4.81 A TD Multiplier 0.09 IEC Normal Inverse Adota-se aqui a supervisão direcional dessa unidade com os seguintes ajustes : MTA = 45 graus. Direction = Forward. Pol V threshold ( Retirado do estudo de curto para defeitos 3F na barra de Populina) = 5 V

18 Usina Ouroeste conexão em 13.8 Estudos de Proteção 18 Função 59_2 Essa Função deverá enxergar em forma de retaguarda do sistema da concessionária para um defeito 1F na barra de Indiaporã em 69 kv. Vdef (U_2) Defeito de 1F na barra de Indiaporã. Negative Sequence OV x 115 V = V Trip Delay 0.3 s. Função 67 GS : Para defeitos 1F na barra de entrada da Usina Ouroeste : Sensitive Ground TOC1 Pick UP = 310 / 80 = 3.87 A Trip Delay TD Multiplier Definite Time 3 s Adota-se aqui a supervisão direcional dessa unidade com os seguintes ajustes : MTA = - 45 graus. Direction = Forward. Pol V threshold ( Retirado do estudo de curto para defeitos 3F na barra de Populina) = 5 V Função 51 N : ( Neutral TOC1). Será ajustada essa função de acordo com solicitação da ELEKTRO. Ip = 12 A. Curva IEC NI com um tempo de 3s. Função 51 : (Phase TOC1). Para defeitos 3F na barra de geração da Usina : Phase TOC Enxergar até a barra de 13.8 kv da Usina devidamente coordenado com as proteções de fase do transformador de entrada.

19 Usina Ouroeste conexão em 13.8 Estudos de Proteção 19 Ip 1.15 x Inominal do Transformador = 384,7 / A Vamos considerar aqui uma temporização típica de 3s para um defeito 3F na barra de 13.8 kv da Usina Ouroeste, possibilitando uma devida coordenação com as demais proteções do sistema. Icc 3F 665 A x 0,7(Deflator para se detectar defeitos 2F ) = 466 A. Usando-se a curva IEC Normalmente Inversa para a relação de 466/ 384 obtêm- se um TD de 0,08 s. 2 PROTEÇÃO DO TRANSFORMADOR DE 7,5 MVA - RELÉ 7UT6125 As funções a serem ajustadas serão: 87 T Enxergar defeitos 3F e 1F internos ao transformador. 87T-N Enxergar defeitos à terra de alta impedância internos no setor de 13.8 kv(lv) do transformador. 50/51(HV) - Enxergar defeitos entre fases na barra de entrada de kv da Usina e em forma de retaguarda para defeitos no sistema da concessionária.(após a entrada em operação do gerador G01 em 2010). 50/51GS(LV) - Enxergar defeitos entre à terra internas na Usina em forma de retaguarda das demais proteções da mesma. 46 (Sequencia Negativa) As duas unidades de sequencia negativa deverão enxergar defeitos na barra de 13.8 kv da entrada da Usina e defeitos assimétricos até a barra de Populina 13.8 kv em forma de retaguarda das demais proteções. Para os cálculos abaixo usam-se as seguintes relações de Tc s e demais dados: RTC(Lado de 13.8 kv) = 600 / 5A - Classe 10B100. RTC(Lado de 13.8 KV) = 600/ 5A - Classe 10B100. RTC(Lado de 13.8 KV Neutro do Estrela) = 100/ 5A - Classe 10B100.

20 Usina Ouroeste conexão em 13.8 Estudos de Proteção 20 Rtc(Resistência Secundária tipica dos Tc s) = 0.61 Ω. Bitola dos cabos secundários (Estimam-se aqui cabos de 4mm2) = 4.61Ω / km. Distância estimada entre os painéis e os Tc s = 10m ( Ida e Volta). Nota : Os dados dos Tc s foram tirados da norma IEEE.std C

21 Usina Ouroeste conexão em 13.8 Estudos de Proteção Função 87 T Corrente de Pick-UP Diferencial : (1221) Temos a corrente nominal do transformador dada pela equação abaixo : Ιp = x MVA 13.8 kv = Α Para se manter uma boa senbilidade para defeitos internos no transformador vai-se adotar aqui o ajuste de : Pick Up Value of Differential Current 0,15 (I/InO) Corrente de Alto Ajuste Diferencial : (1231) Para esse ajuste adotam-se 20 % acima da máxima corrente fornecida pela equação abaixo para um defeito no setor de 13.8 kv : 1 Ιp = x x MVA 13.8 kv = Α Onde : Xt = 5 % na base do Transformador. Usa-se aqui um fator de segurança de 20 %. Dos estudos de transitórios eletromagnéticos (tabela 2.2 do relatório de transitórios [3]) verificou-se que as correntes de in-rush obtidas estão bastante abaixo do valor adotado. Decide-se ajustar aqui a maior corrente de um dos lados do transformador ou a maior contribuição que será para um defeito 3F na barra da Usina com contribuição do gerador da mesma. Pick Up Value of High Set Trip 2090 / (I/InO) Pick Up Value of Differential Current : ( Id > In ) : 0.15 High Current Stage ( Id >> In ) : 6.66 Inrush Stabilization ratio ( I2fn/In) : 15 %

22 Usina Ouroeste conexão em 13.8 Estudos de Proteção 22 Harmonic Stabilization ratio InfN/In : 20 % Additional trip time delay T : 0.01 s. 2.2 Função 87 TN Obtém-se aqui a máxima corrente de defeito fase-terra no lado de 13.8 kv: Ιng = x KV 80 = Α Onde RN1 = 80 Ω. Supõe-se um defeito a 10 % do enrolamento do transformador : Idef = 0.1 x Ing = 9.95 A Logo : Pick Up Value of IREF : 9.95 / = Como o ajuste minimo é de 0.05 vamos adotar esse valor de ajuste para essa função. 2.3 Função 50(HV) Do estudo de curto circuito têm-se a seguinte contribuição para os defeitos entre fases na barra de entrada 13.8 kv através da Usina e do transformador : Icc3F = 2090 A Primeiro Ajuste I>> PickUP : 2090 / 120 = A. T I>> Time Delay : 0.18 s.

23 Usina Ouroeste conexão em 13.8 Estudos de Proteção Segundo Ajuste Enxergar defeitos entre fases na barra interna da Usina. Icc3F = 665 A. I> PickUP : 665 / 120 = 5.54 A. T I> Time Delay : 0.34 s. Esse tempo está devidamente coordenado com a função 50 do relé F da entrada. 2.4 Função 50GS(LV) Do estudo de curto circuito têm-se a seguinte contribuição para os defeitos à terra na barra de 13.8 kv da Usina através do transformador : Icc1F = 198 A. IE> PickUP : 198 / 120 = 1.65 A. T IE> Time Delay : 0.34 s. 2.5 Função 46 Do estudo de curto circuito têm-se a seguinte contribuição para os defeitos 1F na barra de entrada 13.8 kv através da Usina e do transformador : Icc1F(I_2) = 152 A Primeiro Ajuste I2> PickUP : 152 / 120 = 1.26 A. T I2> Time Delay : 0.45 s.

24 Usina Ouroeste conexão em 13.8 Estudos de Proteção Segundo Ajuste : Enxergar defeitos 1F até a barra de Populina em 13.8 kv. Icc1F(I_2) = 259 A. I2>> PickUP : 259 / 120 = 2.15 A. T I2>> Time Delay : 0.34 s. Esse tempo está devidamente coordenado com a função 50 do relé F-650 da entrada.

25 Usina Ouroeste conexão em 13.8 Estudos de Proteção 25 3 GRÁFICOS E FIGURAS Figura 1 Variação de Tensão na Interligação em 13.8 kv Figura 2 Freqüência Absoluta na Interligação

26 Usina Ouroeste conexão em 13.8 Estudos de Proteção 26 Figura 3 Taxa de Variação de Freqüência na Interligação. Figura 4 Coordenação no setor de 13.8 kv da Usina.

27 Usina Ouroeste conexão em 13.8 Estudos de Proteção 27 Tabelas de Ajustes Relé F650 UTE Ouroeste 81(df/dt) 2010 Function FRC1 Freq. Rate Trend Freq. Rate Pickup ENABLED Bi-Directional 5.5 Hz/s Freq. Rate Min Volt 85 % Freq. Rate Min Freq 45,00 Hz Freq. Rate Max Freq 65,00 Hz Freq. Rate Delay 0.15 s 59 Function Phase OV1 Trip Delay ENABLED V 0.35 s Reset Delay 0 Logic Any Phase 81 Freq. Absoluta Function Overfrequency 1 Trip Delay Enabled 62.5 Hz 0.15 s Reset Delay 0 Minimum Voltage V 67- Phase IOC High 1 Trip Delay MTA Direction POL V Threshold 3.85 A 0.03 s 45 graus Forward 5V

28 Usina Ouroeste conexão em 13.8 Estudos de Proteção 28 Relé F650 UTE Ouroeste (Continuação) 67- Phase IOC Low 1 Trip Delay MTA Direction POL V Threshold 1.93 A 0.15 s 45 graus Forward 5V 67 ISG Isolated Grond 1 VH Level IL Level VL Level IH Level Trip Delay MTA Direction POL V Threshold 3 V A 2V A 0.35 s -45 graus Forward 1V 59N Neutral OV High 1 Trip Delay 103 V 0.15 s 25 Function Dead Bus Level Live Bus Level Dead Line Level Live Line Level Max Voltage Diff Max Angle Diff Max Freq Diff Time DL-DB Function LL DB Function Enabled 80 V 92 V 80 V 92 V 11.5 V 6 graus 24 mhz 0.16 s Disabled Disabled

29 Usina Ouroeste conexão em 13.8 Estudos de Proteção 29 Relé F650 UTE Ouroeste (Continuação) 47 Negative Sequence 1 Trip Delay 34.5 V 0.35 s 27 Phase UV 1 Trip Delay V 0.35 s 32 Stage 1 TAP Stage 1 Time Stage 2 TAP Stage 2 Time 5.77 MW 5 s 6.05 MW 1 s 51 N Neutral TOC 1 Curve TD Multiplier 0.05 A Definite Time 0.35 s 51 Phase TOC Low 1 Curve TD Multiplier 3 A IEC Extremely Inverse s 50 IOC Low 1 (Ultima Alteração) Trip Delay 4.32 A 0.01 s 50N Neutral IOC 1 Trip Delay 1.8 A 0.01 s 46 Negative Sequence TOC1 Curve TD Multiplier 0.1 A Definite Time 0.35 s

30 Usina Ouroeste conexão em 13.8 Estudos de Proteção 30 Relé F650 UTE Populina 67- Phase IOC High 1 Trip Delay MTA Direction POL V Threshold 5.55 A 0.01 s 45 graus Forward 5V 67- Phase IOC Low 1 Curve TD Multiplier MTA Direction POL V Threshold 4.81 A IEC Normal Inverse 0.09 s 45 graus Forward 5V 59_2 Negative Sequence 1 Trip Delay 5.17 V 0.42 s 27 Phase UV 1 Trip Delay V 0.45 s 50 Phase IOC Low 1 Trip Delay 6.74 A 0.12 s 50N Neutral IOC 1 Trip Delay 4.53 A 0.18 s 67GS Sensitive Ground TOC 1 Trip Delay Definite Time MTA Direction POL V Threshold 3.87 A 0.3 s -45 graus Forward 5V

31 Usina Ouroeste conexão em 13.8 Estudos de Proteção 31 51N Neutral TOC 1 Curve TD Multiplier 6.41 A IEC Normal Inverse 3 s 79 - Autoreclose Max Number Shots 02 Dead Time 1 Dead Time 2 Reclaim Time 0.5 s 20 s 1 s 51 Phase TOC 1 Curve TD Multiplier 4.8 A IEC Normal Inverse 0.08 s

32 Usina Ouroeste conexão em 13.8 Estudos de Proteção 32 RELÉ 7UT6125 do Trafo TR1/7.5 MVA 13.8/13.8 kv 50(HV) 2010 I>> Pick UP T I>> Time delay A 0.18 s I> Pick UP 5.54 A T I> Time delay 0.3 s 50GN(LV) IE> Pick UP T IE> Time delay 1.65 A 0.75 s 87-T Differential Current ( Id > In ) 0.15 High Current Stage ( Id >> In ) 6.66 Inrush Stabilization ratio ( I2fn/In) 15 % Harmonic Stabilization ratio InfN/In 20 % Additional trip time delay T 0.01 s 87-TN Differential Current Ie-d / In 0.05 Additional trip time delay T 0.25 s 51(HV) Ip Pick UP T Ip Time Dial IEC Curve 3 A 0.05 s Normal Inverse

33 Usina Ouroeste conexão em 13.8 Estudos de Proteção 33 4 COMENTÁRIOS FINAIS As temporizações das funções 59 e 81 da proteção do paralelo feitas no relé F650 estão ajustadas de forma que se houver o religamento automático (Função 79) nas proteções das linhas de 13.8 kv seu respectivo tempo morto deverá ser de no mínimo 200 ms ou 12 ciclos. As funções de proteção de retaguarda ou de back-up das demais proteções principais do sistema estão com uma temporização de 350 ms visando evitar um provável religamento do sistema da ELEKTRO que apresenta um tempo de 500 ms em sua primeira tentativa. Nos softwares de ajustes que acompanham o estudo estão implementadas on line outras funções de proteção que não estão mostradas no relatório, tendo esse procedimento como objetivo agilizar o processo de comissionamento e aceitação em campo. No desenho indicado como referência não estão especificados os códigos completos dos relés que estão sendo usados, portanto, foram especificadas essas funções de forma orientativa, devendo os mesmos serem compatibilizados quando de sua aplicação em campo. Algumas solicitações da ELEKTRO já se encontram implementadas nas tabelas no final do relatório com o objetivo de agilizar o processo.

34 Usina Ouroeste conexão em 13.8 Estudos de Proteção 34 5 REFERÊNCIAS [1] Relatório de estudos de curto-circuito, Usina Ouroeste, Conexão em 13,8kV, exportação 5,5 MW. [2] Relatório de estudos de estabilidade, Usina Ouroeste, Conexão em 13,8kV, exportação 5,5 MW. [3] Relatório de estudos de transitórios eletromagnéticos, Usina Ouroeste, Conexão em 13,8kV, exportação 5,5 MW. [4] Elektro, Termo de Referência para o Estudo de Fluxo de Potência, Proteção e Transitórios Usina Ouroeste Açúcar e Álcool Ltda (Conexão em 13,8 kv - Provisória) Ouroeste SP. [5] Manual do relé de proteção multifunção com controle local 7SJ62/63/64 da SIPROTEC. [6] Manual do relé de proteção multifunção com controle local 7UT612 da SIPROTEC.